Når Dong Energy i 2014 begynder at bore den første produktionsbrønd på Hejre-feltet vil selskabet åbne for et helt nyt kapitel i lærebogen om dansk olie og gas. Ikke alene bliver det den første helt nye udbygning af et olie- og gasfelt på dansk grund i cirka 20 år, det bliver også det første spæde skridt ind i det, som branchefolk betegner som en helt ny teknologisk epoke for den danske oliesektor.

»Når boringerne starter, vil vi have brugt otte år på at forberede os til at bore brøndene på Hejre. Det viser lidt om opgavens størrelse og kompleksitet,« siger Søren Reinhold Poulsen, der er Asset Manager for Hejre-feltet i Dong Energy Exploration & Production.

I takt med at borehovedet langsomt arbejder sig ned i havbunden, og tungt boremudder transporterer spåner op fra boringen, vil Dong stille og roligt nærme sig rekorddybde for en produktionsbrønd på dansk sokkel. Reservoiret er beliggende i sandsten i over 5.000 meters dybde, og med et reservoirtryk på 1.010 bar og en temperatur på 160 grader celcius er Hejre karakteriseret som et HPHT-felt. Det betyder High Pressure/High Temperature og er en helt speciel teknisk kategori inden for produktion af olie og gas.

»Det er en type felt, som stiller meget store krav både til vores planlægning af brøndene og til den tekniske udførelse af boringerne,« fortæller Søren Reinhold Poulsen.

Flere dybe boringer på vej

HPHT-felter er defineret som felter med et tryk højere end 690 bar og temperaturer over 149 grader. Hejre bliver altså det første på dansk grund, og projektet er netop gået ind i execution-fasen, som det kaldes i fagsproget. Men mere kan være på vej. Dong har boret på Svanefeltet, mens Maersk Oil har lavet efterforskningsboringer på Luke- og Gita-feltet med succes.

På britisk sokkel har blandt andre Total og Statoil produceret olie og gas fra HPHT-felter siden slutningen af 1990'erne. Før da var det ikke teknisk muligt at producere fra så store dybder, så erfaringerne er begrænsede.

Samtidig er forholdene på så store dybder så specielle, at der strengt taget ikke burde være olie, forklarer Henrik Ingermann Petersen, der er seniorforsker ved Geus og ekspert i, hvordan olie og gas dannes i undergrunden.

»Normalt vil olien gå i stykker og blive til gas ved temperaturer over 140 grader celcius. Det sker tilsyneladende ikke i de felter i den nordvestlige del af den danske del af Nordsøen, måske på grund af trykket i kildebjergarten,« siger Henrik Ingermann Petersen.

I Nordsøen findes der tykke lagserier af kalk. Under dem ligger kildebjergarten, som kan være under ekstremt højt tryk. På grund af overtrykket i kildebjergarten bremses modningsprocessen af kildebjergarten og nedbrydningen af olien, og derfor er der olie, hvor olien egentlig burde være omdannet til gas. Men de geologiske forhold, der lader olien forblive olie i undergrunden, er også de egenskaber, der gør HPHT-felter ekstremt vanskelige at håndtere for olieselskaberne.

To store udfordringer

Boring og især produktion fra HPHT-felter er teknisk krævende af to primære årsager.

For det første kommer materialer og teknologi under et enormt pres på grund af den kraftige varme og trykpåvirkningen i reservoiret.

Jo større dybde, desto højere temperatur - selv om der kan være ganske store temperaturvariationer i geologien på samme dybder forskellige steder. Som tommelfingerregel kan man sige, at temperaturen i gennemsnit stiger med 30 grader pr. kilometer, man borer ned, hvilket naturligt lægger større og større pres på de materialer, der bruges til boringer og etablering af brønde inklusive borehoved og ikke mindst de måleinstrumenter, der følger i halen af borehovedet.

»På vej derned koger måleinstrumenterne næsten. Det er klart, at det stiller store krav ikke mindst til materiel, der skal være i undergrunden i lang tid. Det skal virkelig kunne holde til store påvirkninger,« forklarer Søren Reinhold Poulsen.

Udstyr som produktionsrør og dybeste foringsrør skal derfor udføres i såkaldt high grade stål, nikkel og krom, der kan modstå korrosion ved høje temperaturer. Øvrige foringsrør udføres normalt i carbon-stål. Desuden skal man bruge særlige borekemikalier, der er stabile ved så høje temperaturer, og boremudder skal være ekstra tungt for at kunne modvirke det store tryk fra undergrunden. Det løses blandt andet ved at tilføre barit og betonit til mudderet.

Svært at beregne spændinger

Den anden store udfordring ved HPHT-felter er at forstå og forudsige de geologiske mekanismer, der gør sig gældende under produktionen fra felterne. Fordi man ikke kender ret meget til bjergartsegenskaber på så store dybder, er det meget svært at beregne spændingerne i de geologiske lag, forklarer Ida Lykke Fabricius, der forsker i teknisk geologi i forbindelse med oliereservoirer ved DTU Byg.

Spændingerne afhænger af relationen mellem belastning og poretrykket. Og når man samtidig ikke har meget kendskab til bjergarternes grundlæggende egenskaber under så stort tryk og så høje temperaturer, er det ikke let at forudsige, hvornår lagene giver efter for spændingerne.

»Det gør det også svært at forudsige, om det kan sive fra boringen, og derfor er det vigtigt, at man borer meget forsigtigt, når det er så dybt,« siger Ida Lykke Fabricius.

Produktion af olie og gas reducerer trykket i reservoiret - når væsken fjernes, sammentrykkes reservoiret. Ser man eksempelvis en sammentrykning på 10 procent, vil en kubikmeter af bjergarten kun fylde 0,9 kubikmeter.

Det kan få de overliggende jordlag til at synke eller lave forkastninger, og ved forkert brønddesign kan det ødelægge rørforinger i brøndene, så der kan sive gas eller olie, som igen vil udblæse meget voldsomt på grund af det store tryk. Det er det, som Total mener kan være sket på Elgin-feltet i den britiske del af Nordsøen. Her har der siden 25. marts sivet op mod 200.000 kubikmeter gas fra en lukket brønd, og man har set deformation af rørforinger på helt op til 60 procent.

Konventionelle felter synker også

Fænomenet er ikke unikt for HPHT-felter. Også på konventionelle felter ses kompaktion, blandt andet på det norske Ekofisk, der synker med 20 procent om året og er sunket adskillige meter gennem tiden. Mekanismen er bare ikke særlig godt forstået på HPHT-felter, og Dong Energy har selv beskrevet de potentielle konsekvenser af den 'ringe' forståelse som store.

Men ifølge Søren Reinhold Poulsen er der taget højde for kompaktion i designet af brøndene på Hejre og den jack-up rig, der bygges til projektet. Hejre adskiller sig samtidig ved at være et meget smalt reservoir, så kompaktionen kan aldrig blive særlig stor, understreger han.

»Men det er et fænomen, som vi tager meget alvorligt og studerer indgående,« siger Søren Reinhold Poulsen.

God miljø- og sikkerhedsmæssig borepraksis vil blive fulgt i designet af Hejrebrøndene, understreger Dong, der har arbejdet på designet af brøndene, siden de overtog licensen i 2001. Til sammenligning kan en boring på Dongs andet danske felt, Siri-feltet, etableres på et år, hvis man har travlt, forklarer han.

»Hejre bliver en teknisk udfordring, men den er ikke uoverstigelig. Så havde vi ikke sat gang i projektet,« lyder det fra Søren Reinhold Poulsen.

Professor Erling Halfdan Stenby, fra DTU Kemi er enig i den betragtning. Han peger på, at så længe Dong tager sine forholdsregler og planlægger brøndene ekstremt grundigt, er der ingen grund til ikke at fortsætte trods de tekniske vanskeligheder.

»Hejre kan blive en forløber for andre og mere svære felter som Svane. Det er et pionerarbejde, der vil gøre flere HPHT-felter kommercielt tilgængelige,« siger Erling Halfdan Stenby.